Газовые микротурбины Capstone
О компании
Новости
Энергосистемы
Технологии
Применение
Услуги
Документы
Публикации
Вопросы и ответы
Контакты

Автономное энергообеспечение. По итогам Первой Международной практической конференции «Малая энергетика: энергообеспечение промыслов»

Пресс-релиз
12 января 2005

Александр Долгопольский
Заместитель генерального директора ИД «Информация и Инвестиции»

Самой актуальной экономической интригой в сфере российской электроэнергетики с недавних пор и по сей день остается реформа центральной энергосистемы — акционирование ТГК. Трудно переоценить потенциал ожидаемого события для энергопотребителей всех уровней, включая и нефтегазовый сектор. Однако реформа затягивается, возможные результаты ее не столь очевидны, как хотелось бы, а проблемы тарификации настолько серьезны, что для корректного их решения потребуются, возможно, даже не годы, а десятилетия. На этом фоне все большее и большее число добывающих предприятий развивают собственные программы автономного энергообеспечения с нуля или на базе имеющегося парка генераторных мощностей. Конечно же, этот подход далеко не нов, и во многих странах малая энергетика уже давно стала устоявшимся стандартом энергообеспечения промышленных объектов. В России же пока проекты в малой энергетике, за исключением безальтернативных случаев, все еще остаются в сфере риска. Нет серьезной эколого-экономической мотивации, неопределенность сетевых тарифов подчас делает конкуренцию с АО-энерго и окупаемость проектов маргинальной, не развита система обучения специалистов, не адаптированы промышленные стандарты, а технико-организационные показатели отечественных предприятий-производителей и "сервисников" лишь недавно начали динамичное движение вверх. И тем не менее, рынок автономного энергообеспечения промыслов быстро растет, он огромен и интересен. Его развивают высококвалифицированные и целеустремленные профессионалы, первая общеотраслевая встреча которых состоялась в середине октября текущего года.



Анатолий Назаров, "ЮКОС-Москва":
"Наша конференция напоминает нормальную, добродушную беседу профессионалов и действительно коллег"

Еще несколько слов о рынке малой энергетики: "Мировой опыт показывает, что на сегодня практически 90% всех изготавливаемых за рубежом газотурбинных двигателей используется для нужд энергетики. По данным зарубежных справочных изданий, сегодня среднее заказанное число промышленных двигателей — порядка 2000. Так вот, из них 90%, то есть порядка 1600, идет на нужды энергетики, порядка 150 идет на газоперекачку и порядка 70-80 — это судовые двигатели. Общая стоимость заказов энергетических машин в мире на сегодня оценивается в $40 млрд в год — это, конечно, очень большой рынок. Поэтому надо на нем работать", — отметил в начале своего выступления Анатолий Сташок, заместитель начальника УМПП ГП НПКГ "Зоря-Машпроект". Речь здесь безусловно идет об электрогенерации в целом, но практически все производители "больших" агрегатов работают и на рынке малой энергетики, а компании нефтегазового сектора во многих случаях участвуют и в рынке "большой" генерации.

Спрос на российском рынке малой энергетики наверное лучше всего охарактеризовал Юрий Покровский, генеральный директор ООО "А.Д.Д. Сервис", отметив: "Если бы [у нас] была сейчас большая составляющая оборотных средств, можно было бы еще построить примерно столько же энергокомплексов, сколько у нас есть сегодня, и, скорее всего, 80% из этого увеличенного парка было бы тут же введено в эксплуатацию". Учитывая, что собственный парк машин "А.Д.Д. Сервис" на сегодняшний день составляет около 35 МВт, цифра, конечно, не слишком велика, но это лишь ориентировочный объем рынка арендуемых мощностей. В то же время основная часть мини-электростанций все-таки находится в собственности потребителей. Так, по словам Михаила Зингера, заместителя директора дирекции по энергетике ЗАО "ЮКОС-ЭП", автономно генерируемая мощность в компании сегодня составляет до 48 МВт, своей очереди ждут еще около 32 МВт, а вся запланированная энергетическая программа выходит на цифры в 200-250 МВт. На пяти месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" установленная мощность составляет 1 56 МВт, и это тоже только часть программы.

Весь объем российского рынка собственных энергокомплексов не был назван на конференции, да и вряд ли кто-то сегодня располагает точными данными. По словам Ю. Покровского, "анализ поставленных турбин вообще, начиная с Советского Союза и до сих пор, показывает равное соотношение работающего и неработающего парков".

Еще несколько интересных цифр в целом по рынку. Андрей Петров, заместитель директора инженерного холдингового центра ОАО "Электрозавод", назвал среднюю по отрасли стоимость устанавливаемых мощностей: "Стоимость поршневых агрегатов сейчас колеблется где-то около $1000 за кВт. Половина от этой стоимости — вспомогательное оборудование. Стоимость турбинных агрегатов несколько ниже — около $600. Причем сама турбина в этой стоимости занимает меньшую долю по сравнению со вспомогательным оборудованием". При этом, средняя полная стоимость кВт*часа, без учета конкретных условий и включая полное сервисное обслуживание и эксплуатационные расходы, — 30 копеек, причем как для поршневых агрегатов, так и для мини-электростанций на турбогенераторах.

Это, конечно, средняя цифра, и в конкретных случаях она достаточно сильно варьируется. Кроме того, есть и непрямые затраты, например, озвученная М. Зингером ситуация с попутным газом: "На сегодняшний день ситуация такая. Если газ бесполезно сжигается на факелах, подогревая и загрязняя атмосферу, то он не стоит ничего. Но стоит ему попасть в камеру сгорания газовой турбины, его стоимость в соответствии с действующим налоговым законодательством возрастает в десятки раз. Это несовершенство налоговой системы, с которым мы, к сожалению, вынуждены жить, тяжелым бременем ложится на экономические обоснования проектов". М.Зингер вообще на конференции был основным критиком текущего энергетического законодательства и сложившихся взаимоотношений с энергосистемами.

Наконец, чтобы охарактеризовать границы рынка малой энергетики в энергообеспечении промыслов, можно привести еще два установочных тезиса.

Александр Свергин, начальник Управления энергоснабжения и связи ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз":
"Мы видим, что для автономных источников затратная часть очень высокая, малые мощности тоже идут с высокой себестоимостью. Их целесообразно использовать только там, где несопоставимы затраты капитальных вложений, но стоимость кВт*часа на этих месторождениях у нас очень большая. Я не хочу пугать^" аудиторию, но очень большая. Все зависит от того, есть ли возможность капитальных вложений в строительство централизованных сетей. Мы видим, что на малых месторождениях с нагрузкой 10-12 МВт целесообразно использовать автономные электростанции. Там, где перспективные нагрузки до 20-25 МВт, мы все-таки ориентируемся на энергосистему, по крайней мере пытаемся, и пока видим большие проблемы в турбинных станциях большей мощности. Я думаю, что они пока еще не совсем решены, и мы не рискуем втягиваться в такие проекты".

Михаил Зингер:
"Несмотря на то что все наши электростанции принадлежат компании "ЮКОС" и являются, что называется, плотью от плоти, деньги считают все, и мы вынуждены конкурировать с внешними источниками энергоснабжения. То есть, по сути дела, мы вынуждены конкурировать с энергосистемой. Наш опыт говорит о том, что из этого требования вытекает нижний предел по установленной мощности электростанций. Он находится, по нашему мнению, в диапазоне 20-25 МВт, потому что доля постоянных затрат на электростанцию практически одинакова и не зависит от установленной мощности. Соответственно с уменьшением мощности электростанции стоимость производства электроэнергии возрастает".

При всей кажущейся противоположности этих двух мнений следует отметить, что в первом случае речь идет о полностью автономном энергоснабжении в вынужденных условиях, тогда как во втором — об "альтернативной" электрогенерации и резервировании систем. По сути, это два разных сегмента рынка. Если прибавить к цитате М. Зингера планы компании по строительству электростанции мощностью 100-150 МВт с блоками единичной мощности по 25-30 МВт, то мы получаем ориентировочные границы и разбивку рынка по мощностям.

Кто у рубильника?

Говоря о структуре рынка — одной из главных тем конференции, прежде всего следует еще раз вспомнить о мотивах построения собственных энергосистем. Тарифы — это, безусловно, не единственная и даже не основная причина. Дело в том, что, как совершенно справедливо отметил Александр Рыбников, технический директор ООО "А.Д.Д. Сервис", "для любой нефтедобывающей компании нефть — это святое, и здесь никуда не денешься". Другими словами, речь идет об организации энергоснабжения как такового, и малая энергетика, или автономная генерация, — это всего лишь одна из возможных составляющих решения проблемы.

Рассказывая о построении системы энергоснабжения на одном из месторождений, А.Свергин в частности отметил следующее: "Перерывы в электроснабжении, особенно при добыче нефти, чреваты тем, что остановка энергокомплекса буквально в считанные секунды приводит к тому, что мехфонд останавливается и только через полтора-два часа начинается добыча нефти ЭЦНами. Поэтому основной приоритет был отдан тому, чтобы обеспечить бесперебойную, надежную и качественную выработку электроэнергии, сделать электрокомплекс живучим ко всем непредсказуемым аварийным ситуациям". Можно добавить к этому, что гораздо худшие последствия, как известно, влекут за собой сбои электроснабжения в процессе бурения.

На Западно-Крапивинском месторождении ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз" вопрос решался усовершенствованием автономной системы. Однако, по утверждению А.Свергина, полной стабильности системы в случае аварийных ситуаций пока добиться не удалось. Это, в частности означает, что в случаях, когда это физически возможно, абсолютной рекомендацией является резервирование электроснабжения за счет подключения к сетевым структурам. С точки зрения рынка, это вызывает к жизни ряд проблем экономического характера.

"Пользуясь своим монопольным положением, — говорит М.Зингер, — региональные энергообъединения выдвигают такие технические требования на подсоединение, которые можно охарактеризовать если не как абсурдные, то что-то близкое к этому. Налицо попытка реконструировать свои объекты за счет богатых нефтяников. К чему это приводит на практике? Это приводит к тому, что затраты, которые вынуждена нести компания для обеспечения параллельной работы с энергосистемой, соизмеримы с затратами на строительство собственной станции, а для электростанции малой мощности вообще могут их превышать. Это, по сути дела, означает неконкурентоспособность подобных электростанций или же индивидуальные переговоры с энергосистемами".

Так вот, возвращаясь к вступлению, решит ли эту проблему акционирование ТГК или, наоборот, только усугубит ее — вопрос открытый. Причем, именно открытость акционирования и участие в этом процессе нефтяников могут определить результаты реформы в этом отношении. Пока же, по словам М.Зингера, ситуация выглядит следующим образом: "Чтобы станция была оправданна, мы должны электричество, генерируемое нашими электростанциями, продавать дешевле, чем АО-энерго. В то же время АО-энерго производит электроэнергию, в частности, например, в Томском регионе, на паросиловых электростанциях, которые уже давно самортизировались. И на сегодняшний день да, у нас тариф выше, чем в региональных энергосистемах. Это пока. Мы надеемся, что это пока, но, тем не менее, такая проблема существует".

 

Кто горшки обжигает

Другая, активно обсуждавшаяся на конференции сторона вопроса, — это сервисный сектор рынка, включая проектирование и строительство энергокомплексов, а также эксплуатационный сервис.

Характерным в отношении последних лет развития этой подотрасли является тезис Евгения Смердова, начальника отдела маркетинга компании "Искра-энергетика" о строительстве станции для ОАО "Сургутнефтегаз": "В 1999 году руководство нашей компании приняло решение просто "сыграть в рулетку": мы взялись тогда за это дело, практически не имея за спиной какого-нибудь опыта, и за два года мы успешно справились с этой задачей. В данный момент электростанция работает, наработала уже тоже достаточно большое количество часов. Особенностью данного проекта явилось то, что эта электростанция была первой российской, которая работала на попутном нефтяном газе".

Крайнюю точку зрения по этому поводу высказал опять же М.Зингер: "Все организации, участвующие в тендерах на подобного вида работы, можно разделить на несколько больших групп. Первая большая группа — это строительные организации разных форм собственности и разных размеров, которым, в принципе, все равно, что строить. Можно строить коровник, можно строить электростанцию, можно строить завод, главное — "дайте нам заказ".

Вторая группа организаций — это инжиниринговые компании, выросшие из проектных институтов бывшего СССР которые, вообще говоря, считают, что умеют проектировать электростанции, и нанимают субподрядчиков, строительные и другие организации.

И наконец, последняя группа организаций — это уже совсем несерьезные, которые не имеют ничего, кроме двух письменных столов и одного компьютера, но считают себя способными выполнить подобные работы. Мы их не рассматриваем просто… К сожалению, в бывшем Советском Союзе полностью отсутствовал опыт проектирования и строительства электростанций аналогичной мощности. Прямой перенос опыта проектирования крупных паросиловых электростанций на газотурбинные технологии, как показывает практика, не проходит".

Практически все выступления на конференции, которые в той или иной степени касались общей ситуации, свидетельствуют о том, что последние пять-семь лет мы переживаем рождение и формирование абсолютно новой подотрасли — процесс трудный и тернистый, но неизбежный в логике нового времени. Ошибок очень много, но электростанции работают и строятся, причем, чаще всего с нарастающими кпд и стабильностью. На самом деле здесь происходят те же самые процессы, что и в сегментах, связанных, например, с капремонтом или строительством скважин (в большинстве случаев мы видим то же постепенное обособление собственных служб добывающих предприятий), с той же экономической "недопересеченностью пуповины" и полумонопольной ситуацией во многих случаях. Основных отличий, наверное, два — в энергоснабжении эти процессы начались несколько позже, чем в других сервисных сегментах, и если говорить об автономном энергоснабжении, то здесь еще очень много менее знакомого подрядчикам, чем в случае тех же капремонта и строительства скважин. По утверждению Ю.Покровского, на данный момент реструктуризация собственных служб дошла только до уровня "повышения прозрачности затрат".

То есть, по сути, сегодня основная часть работ традиционно выполняется так называемыми "Энергонефтями" — дочерними компаниями добывающих предприятий и сохранившимися проектными институтами. Во многом на их базе или в дополнение к их деятельности развиваются первые независимые сервисные компании.

"В первую очередь, когда мы договариваемся с заказчиком об объемах работ, — говорит Ю.Покровский, — нам передаются те объемы, которые не выгодны "Энергонефти" по разным на то причинам. То есть, мы не вступаем в жесткую конкуренцию с "Энергонефтью", мы пытаемся своими услугами закрыть прорехи, так скажем, или невозможность "Энергонефти" удовлетворять заказчика. Пока это так, и я думаю, что на самом деле оно так и должно быть".

Характерный пример такой рыночной ниши представил в своем совместном докладе с "А.Д.Д. Сервис" А.Свергин: "[Западно-Крапивинское] месторождение за три года было практически полностью разбурено, и уже функционирует как сформировавшийся комплекс. Это удаленный промысел, и возможности подключения к сетям "Томскэнерго" полностью отсутствовали. Постоянное и быстрое развитие разработки месторождения требовало от нас подключения все новых автономных мощностей энергоснабжения, вследствие чего у нас на месторождении сложилась довольно пестрая картина по источникам… В связи с "разношерстностью" и ростом нагрузок надежность была достаточно низкой. Возникла необходимость в повышении надежности — можно было строить отдельно электростанцию или же решать проблемы в оперативном режиме. На наш выбор работать с "А.Д.Д." повлияло то, что востребованные мощности относительно небольшие — в пределах 5-6 МВт. Второе — малые ресурсы попутного газа. Реально на всю эту нагрузку ресурсов газа не хватало". Другими словами, задача состояла в организации стабильной параллельной работы энергоисточников на уровне автоматики и перевод генерирующего парка на двухтопливный режим.

Подобные проекты — модернизация оборудования, оптимизация работы энергосистем и, отдельной строкой, обучение специалистов заказчика — это то, что сегодня, помимо строительства новых объектов, дистрибьюторских обязательств и гарантийного сервиса, составляет основу для коммерческого развития сервисного сегмента.

"Мы видим сейчас, что на нашем рынке уже может быть предложено полное контрактное обслуживание, — утверждает Валентин Ванчурин, директор по продажам в СНГ Представительства Cummins Inc. — Я привел приблизительную цифру, сколько может стоить подобное. Это зависит, естественно, от типа оборудования, от количества часов, которое оборудование эксплуатируется, но порядок цифры — около $10 за 1 МВт*час за полное обслуживание, с учетом запчастей, маслосмен, обслуживания текущих ремонтов. То есть полное обслуживание до проведения капитального ремонта".

Мы еще вернемся к этой цифре чуть позже, когда речь пойдет о жизненном цикле агрегатов. В данном же случае важно то, что появляются некие усредненные тарифы отдельных составляющих энергосервиса, от которых уже можно отталкиваться. В определенном смысле развитием такого "полного контрактного обслуживания" является аутсорсинг.

По Ю. Покровскому, аутсорсинг в энергетики — это "[выполнение сервисной компанией] всех функций заказчика по эксплуатации и обслуживанию энергетического оборудования, ответственность за бесперебойное обеспечение объектов энергоресурсами, ответственность за электробезопасность на эксплуатируемых объектах заказчика — выполнение следующих видов работ: ежедневное обслуживание и диагностика оборудования, аварийный ремонт энергетического оборудования, планирование и выполнение работ по техническому обслуживанию и ремонту энергетического оборудования".

"По меткому заявлению моего маркетолога, — говорит Ю.Покровский, — на самом деле сегодня нет рынка аутсорсинга по энергетике. Сегодня есть альтернатива". Если говорить простыми словами, то рынок аутсорсинга в этом сегменте пока не развит. Было приведено несколько примеров из практики "А.Д.Д.", но этим все и ограничилось. Пока происходят характерные, но не ставшие еще массовыми процессы, в частности, перевод 350 специалистов ЗАО "Сибирская сервисная компания" в "А.Д.Д. Сервис". Опять же, апеллируя к опыту традиционных нефтегазовых сервисных сегментов, можно увидеть много общего и закономерного — за последние десять лет многие тысячи сотрудников собственных сервисных служб добывающих предприятий перешли в независимые структуры, или же оказались с составе частных, зачастую зарубежных, сервисных компаний в результате продажи предприятий. Что же касается энергетического аутсорсинга, то его можно сравнить с уже широко распространившейся практикой сервисных работ на основе "разделения рисков" — если иметь в виду крайнюю форму, или же с генподрядными контрактами, в рамках которых целые месторождения передаются в разработку внешним "сервисам".

Проблема в том, что в отличие от "традиционных" сервисных работ затраты на энергетику не настолько очевидны в конкретных цифрах — они разнесены по различным составляющим. В связи с этим абсолютные показатели экономической эффективности энергетического аутсорсинга напрямую названы не были. Для ориентировочной оценки можно опять же привести слова Ю. Покровского: "Международный опыт подсказывает что вывод в аутсорсинг достаточно крупных составляющих себестоимости должен приносить эффект по основному виду деятельности около 15%, а энергетика вообще в себестоимости услуг должна варьироваться в районе 7—10% для нефтедобывающих или буровых компаний. Сегодня, на второй год работы, наша составляющая в коммерческом предложении буровых компаний составляет примерно 4-5%".

Механоэиономика энергетики

Вторая, не менее существенная составляющая обсуждений на прошедшей конференции была посвящена техническим сторонам энергообеспечения. Закономерным образом большинство выступлений было посвящено различным техническим характеристикам и перспективам совершенствования приводов — турбин и газопоршневых двигателей. В этом смысле центральным стал доклад, посвященный принципам выбора типа привода, который представил А Петров. В выступлении были просуммированы основные критерии выбора между использованием газопоршневого двигателя и турбиной:

  1. тип имеющегося топлива;
  2. приоритетный вид генерируемой энергии (тепловая или электрическая);
  3. тип и характер электрической нагрузки — насколько велики единичные мощности электродвигателей, как потребляется электроэнергия;
  4. установленная и потребляемая электрическая мощность, максимальная и минимальная;
  5. режимы нагрузки;
  6. экологические требования. М. Зингер добавил к перечню еще весовые характеристики и нагрузку на фундамент.

Если говорить в целом, то, как отметил А. Петров, "складывается тенденция — до границы 2-3 МВт используются поршневые двигатели, после 2 МВт — это уже в определенной степени "средняя энергетика" и турбинный двигатель начинает явно выигрывать, особенно по капвложениям".

Прежде чем подробно рассмотреть различия и варианты, правильно будет выделить отдельный класс оборудования — микротурбогенераторы, которые демонстрировал спонсор конференции — компания "БПЦ — Энергетические системы", представляющая в России продукцию Capstone и OPRA, прежде всего, составляют конкуренцию газопоршневым двигателям "на их поле" — в диапазоне мощности до 2 МВт. Александр Скороходов, исполнительный директор компании, озвучил основные преимущества: "…[микротурбогенераторы] готовы работать, имея номинальную мощность 2 МВт, с нагрузкой 10-30 кВт, и чем ниже нагрузка, тем больше срок работы агрегата. А в случае поршневых двигателей все как раз наоборот. Нагрузку ниже 40% на длительный промежуток времени им принять очень сложно. Годовые расходы — это воздушные фильтры, 200 литров масла, свеча зажигания может быть. То есть расходы значительно ниже… 60 тыс. часов до периода капитального ремонта, капитальный ремонт может производиться на месте. Отбалансированный картридж ротора в сборе весит 130 кг, всего-навсего, то есть его можно привезти с завода и поменять, не останавливая оборудование на длительный период времени. Кроме того, микротурбины готовы работать на гораздо более широком диапазоне топлива, в том числе с содержанием сероводорода, и газоподготовка не будет столь дорогой — нужно дожать газ, убрать жидкость и твердые включения, и все. То есть, не надо убирать сероводород, нам не надо убирать бутан и высшие фракции и т.д. И кроме того, аналогичной мощности поршневой агрегат весит в разы больше".

В то же время, несмотря на все перечисленные преимущества, микротурбины, безусловно, не следует считать абсолютной альтернативой газопоршневым двигателям. Это отдельная, хотя и весьма привлекательная по характеристикам ниша. Турбина остается турбиной — ее заявленный кпд, если не иметь в виду когенерацию, ниже, чем у поршневых двигателей. А.Петров приводит следующие данные: "Кпд поршневых агрегатов выше турбинных и колеблется около 38-41%. Турбины, насколько мне известно, и с учетом дополнительной информации, которую я получил сегодня, обладают кпд от 20% до 36%. Причем, температура гораздо сильнее влияет на кпд турбины, чем поршневого агрегата, а коэффициент использования топлива при когенерационном цикле у них одинаковый — около 90%".

Однако, по порядку, то есть с топлива.

Не в коня корм

Вопрос характеристик газа, среди прочих тем конференции, был, пожалуй, одним из наиболее болезненных. С одной стороны/высокое содержание серы приводит к коррозии оборудования, тогда как низкое метановое число в принципе является ограничивающим фактором работы энергокомплесов. Для характеристики проблемы как таковой здесь можно привести отрывок диалога:

 

Николай Смородов, Управление энергетики ТНК-ВР — Михаилу Зингеру:
— Скажите, вот речь у вас шла о плохом качестве газа и т. д., но ведь в условиях технического задания был четко написан состав газа, который неоднократно проверен заказчиком, хотя он собирается с нескольких месторождений, в связи с чем вопрос такой: если этот неоднократный сбор показал какую-то усредненную цифру и заказчик заказал оборудование, фирма подтвердила работу именно на этом газе с такими параметрами, с тем техобслуживанием и т. д., то не понятно, если все это выдерживается, то почему нужно какие-то меры предпринимать, чтобы в два, в три раза увеличивать количество технического обслуживания, осмотров и т.д.? Или все-таки длительное многоразовое взятие химанализа газа не показывает, что газ остается на этом уровне?

М.Зингер:
— По нашему мнению, можно согласиться с тем, что на этапе подготовки технического задания многократный анализ проб газа, наверное, был недостаточен. Но факт остается фактом, что при эксплуатации мы наблюдаем плавание параметров химического состава газа вплоть до верхнего предела. Мы наблюдаем на ряде электростанций бороду на форсунках при периодических осмотрах. Это свидетельствует о том, что качество газа существенно отклоняется от проектного. Я думаю, что это, вообще говоря, вещь хроническая, то есть сколько бы раз мы ни замеряли параметры газа на этапе разработки технического задания, в любом случае будут возникать ситуации, когда состав газа существенно отклоняется от проектного. Более того, как правило, система сбора газа монтируется параллельно с электростанцией, что будет при смешении — сложно предсказать.

Виктор Короткое, Caterpillar, Москва:
— Скажите, пожалуйста, рассматриваете ли вы возможность использования систем подготовки газа как таковых на объектах по генерации и использованию попутного газа с тяжелым метановым числом?

М.Зингер:
— Если под объектом подготовки газа имеется в виду небольшой газоперерабатывающий завод, то нет. Если под объектом переработки газа подразумевается совершенствование работы подогревателя газа, например путем дополнительной сепарации или дополнительного подогрева трубопроводов от ППГ до турбины, то тогда да.

В этой связи понятно, что выступление Олега Свириденко, заместителя директора по проектированию ОАО "Звезда-Энергетика", в котором он упомянул установку для подготовки газа собственной разработки компании, вызвало достаточно большой интерес: "Одним из примеров, где максимально применены все технологии энергосбережения, о которых я вам выше рассказал, и технические средства, является газопоршневая электростанция мощностью 12 МВт электрической и 9 МВт тепловой мощности. Построена она на Кынском нефтяном месторождении, заказчик — компания "Роснефть". Эта газопоршневая электростанция работает на попутном газе с плавающим метановым числом, или метановым индексом, от 60 до 67".

Практически сразу же завязалась дискуссия относительно ответственности каждой из сторон за качество газа:

Вопрос из зала:
— А вы предусматриваете в составе своего оборудования устройство борьбы с непроектным газом все-таки считаете, что это не ваша задача?

О. Свириденко:
— Мы предлагаем своим заказчикам оборудование. Вопрос другой — наши заказчики говорят: "Мы это ие вас знаем, как бороться с этим, как мы — нефтяная компания, и г вопрос мы берем на себя".

Реплика:
— Нам тоже так кажется, что каждый должен заниматься своим делом, что нефтяники должны давать газ, чтобы он был в каких-то пределах, соответствовал тому, на который мы делаем оборудование.

О. Свириденко:
— Вы же слышали уважаемого предыдущего докладчика, который сказал: "Мы хотим под ключ, мы хотим заключить с вами договор, потом прийти и включить электростанцию". То есть, их этот газ устраивает. Они сжигают этот газ на факелах…

Конечно же, формат обзора конференции не позволяет расставлять какие-либо акценты. Как говорится, история рассудит. Если же говорить об оборудовании, то, наверное, самую низкую цифру по метановому числу назвал В. Ванчурин — по его словам в России был опыт эксплуатации поршневого агрегата Cummins на газе с метановым индексом 39 и коррекцией мощности. Без коррекции мощности эта цифра для газопоршневых двигателей, безусловно, выше.

Сухой остаток

Кпд, межремонтый период, общий ресурс и способность держать изменения нагрузки — это те обсуждавшиеся параметры агрегатов, которые в сопоставлении с экономическим характеристиками (объемом первоначальных капвложений, стоимостью капремонта, эксплуатационными расходами) дают возможность ориентироваться в оборудовании как таковом. Именно эти показатели преимущественно звучали в технических докладах производителей.

Средние цифры по кпд приводились выше. Что же касается периода до ремонта, то по результатам неких коротких дискуссий разбивка примерно следующая: для газопоршневых агрегатов он составляет около 60 тыс. часов, для турбогенераторов — около 30-40 тыс., при заявленной стоимости капремонта 70% и 30% соответственно (от стоимости нового агрегата). Структура эксплуатационных затрат также различается: газопоршневые двигатели существенно более затратны по расходным материалам, в частности, потребляют до 8 раз больше масла, чем турбогенераторы, но при этом обладают гораздо более высоким коэффициентом использования топлива.

Конечно, конструкторская мысль не стоит на месте, и на конференции было представлено несколько технологий повышения кпд, прежде всего, турбин и в первую очередь при активном использовании когенерационных возможностей — утилизации тепла. В частности, было несколько сообщений о новых решениях в области использования воздуха. В качестве интересного примера можно привести схему, представленную Олегом Белопотаповым, заместителем главного конструктора ОАО "Авиадвигатель": "Тепло подводится не в основной цикловой воздух, а в наружный контур. Это позволяет не ограничивать степень сжатия внутреннего контура и получить высокий кпд этого контура, с одной стороны, а с другой стороны, утилизировать тепло выхлопных газов на воздушной турбине. Кпд повышается на 20%, а по мощности воздушная турбина здесь дает порядка 7%. Еще одно преимущество такой схемы состоит в том, что половина выхлопа по массовому расходу — это чистый воздух. Если у нас выхлоп общий, то количество вредных выбросов уменьшается в два раза, даже если вы не применяете никаких ухищрений в камере сгорания".

 

Как раз по последнему пункту произошла любопытная дискуссия:

О. Белопотапов:
— На турбине концентрация закиси азота без ухищрений проходит по всем нормам — это 50 мг на кубометр. Для газопоршневого двигателя нужно делать нейтрализатор, который делается из редкоземельныхэлементов, которые, как известно, дороже золота.

А. Петров:
— И да и нет. Стоимость катализатора входит в стоимость эксплуатации. По выбросам, речь же идет о валовом выбросе, и там выбросы газопоршневых агрегатов полнее вписываются в нормы… Во многих странах поршневой двигатель вообще не рассматривается как энергетическое оборудование. Он рассматривается как двигатель внутреннего сгорания и соответственно может иметь другой выброс. Если у нас примут такое же законодательство, то и мы не будем иметь этой проблемы. С другой стороны, хочу подчеркнуть, что ни газопоршневой двигатель, ни турбина не превышают нормы ПДК. Как правило, 0,1 от ПДК".

Сумма слагаемых

Наконец, как практически во всех технологиях, венцом системы, безусловно является автоматика и системы управления. И в этом отношении прозвучало два основных момента: проблемы с резервированием автономных источников за счет подключения к сетям и интересный опыт организации параллельной работы энергокомплексов на месторождении ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз"

Первый вопрос озвучил М. Зингер "Важнейшая проблема — это обеспечение параллельной работы с энергосистемой. Здесь вопрос заключается в том, что в частности, например в Томском регионе, в одном из основных регионов деятельности компании ЮКОС, энергосистема характеризуется малой установленной мощностью и большой протяженностью линий электропередачи. Это означает, что в энергосистеме недостаточный запас синхронизирующей мощности, т.е. запас устойчивости по статической частотной характеристике. Поэтому при единичной мощности энергоблоков 4-8 МВт, которые выбраны нами в качестве основных для электростанций, исходя из общей мощности электростанций, при работе наблюдаются серьезные колебания активной мощности. Было несколько случаев посадки станций на ноль при авариях в энергосистеме. Поэтому система управления энергоблока вынужденно реализует режим работы при параллельной работе с энергоисточниками соизмеримой мощности, что является в какой-то степени вынужденным для электростанций такого типа. Согласно ГОСТу, который выполняется, в этом режиме поддержания активной мощности осуществляется состатизм до 6%. Это, как я уже сказал, стандартом допускается, но совершенно нас не устраивает.

Что же касается перевода энергокомплексов на Западно-Крапивинском месторождении в режим параллельной работы, то это решение интересно само по себе. Состав парка на месторождении был следующим: ДГУ Cummins С1 250 (1 ООО кВт) с панелями управления типа 6200 — 4 установки; ДГУ Cummins С1250 (1 ООО кВт) с панелями управления типа РССР — 2 установки; ДГУ Perkins P910 (728 кВт) с панелью управления типа 6200 — 1 установка; ДГУ Perkins P300 (240 кВт) с панелью управления типа 6200 — 2 установки; ДГУ MAN 1 500 кВт с панелью управления "Khuse" — 1 установка.

В изложении А. Рыбникова решение выглядит следующим образом: "Для перевода всего энергокомплекса на параллельный режим было сделано следующее: восемь ДГУ за исключением ДГУ Man и Perkins номер три, были переоборудованы однотипными панелями управления типа 6-400; замена двух панелей типа РССР на панели 6—400; прокладка и монтаж необходимых кабельных трасс; установка в панель "Khuse" и подключение конвертера для получения сигнала мощности и др. Венцом этой деятельности была наладка и испытание энергокомплекса на различных режимах по программе, которая была разработана и согласована совместно с заказчиком. В результате модернизации конфигурации электростанции обеспечился ввод и вывод любого ДГУ из состава энергокомплекса. Примерный алгоритм следующий: ДГУ Man запускался первым, так как являлся сетью и обеспечивал всех потребителей необходимой электроэнергией. Затем вручную запускался один из ДГУ из панели 6-400 и при наличии напряжения замыкался "вакуумник", он брал часть нагрузки. Потом также параллельно подключались все ДГУ в работу к Man, и создалась такая сеть, где базовым ДГУ был Man, а остальные энергокомплексы позволяли в зависимости от нагрузки либо отключаться, либо подключаться, для того чтобы поддерживать необходимый запас мощности и проводить обеспечение всех потребителей достаточным количеством электроэнергии".

При всей изящности изложенного решения следует вспомнить слова А. Свергина о том, что обеспечение стабильности работы системы в случае аварий все еще является рабочей задачей. То есть и в данном случае мы постараемся не оставлять эту тему и вернутся к ней на будущий год.

Обзор прошедшей конференции был во многом построен на весьма критическом выступлении Михаила Зингера, поднявшего большинство наболевших и трудных вопросов в энергообеспечении отрасли. Тем приятнее привести слова Михаила Николаевича и в конце статьи, сохранив ее итог оптимистичным:

"Мы убеждены в том, что развитие распределенной энергосистемы на основе собственных генерирующих мощностей способно решить большинство задач обеспечения устойчивого энергоснабжения нефтедобычи при одновременном решении экологических задач, и мы всерьез намерены продолжать реализацию нашей программы".